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1. Introducción Los equipos de separación tienen como objetivo separar mezclas de líquido y gas. El proceso es ampliamente aplicado en la industria petrolera, fundamentalmente para lograr la mayor recuperación de hidrocarburos líquidos, sin embargo no hay un criterio único para establecer las condiciones de operación más adecuadas. Cuando el sistema de separación ocurre en varias etapas y el gas producido se envía a una planta para su

tratamiento, es importante considerar de separación del gas en cada etap reducir a un mínimo los requeri compresión. 2. Importancia de la Separación d Un proceso de separación se aplica prin por las siguientes razones: Los pozos producen hidrocarburos l gaseosos mezclados en un solo flujo Hay líneas en las que aparentemente s líquido o gas, pero debido a los camb

temperatura que se producen, existe vaporización de líquido o condensación de gas. En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos en cantidades apreciables a los equipos de procesamiento (compresores). En campos productores donde el gas es quemado y no se tiene equipo adecuado de separación, una cantidad considerable de aceite liviano arrastrado por el flujo de gas, también se quema, originando

Figura 3. Separador Horizo

pcoérmdeidrcaisa l. económicas debido al valor En la transportación del gas se mayor debe eliminar la mayor cantidad de líquido para evitar problemas como: corrosión del equipo de transporte, aumento en las caídas de presión y disminución en la capacidad de las líneas. Para obtener una separación más eficiente y completa, dos o más separadores se conectan en serie, reduciéndose la presión en cada equipo, lo que se conoce como separación en múltiples etapas. Cada vez que se reduce la presión, ocurre separación de gas en el líquido que sale de cada etapa.

Figura 4. Separador Esfér El separador de prueba maneja la p un solo pozo con el fin de de cuantificar la producción de gas y de líquido, m respectivos sistemas de medición. Es que el de producción y gener construyen con una capacidad de 1 fluido. El de producción recibe y trata el flui pozos de un campo. Es de mayor capac

Figura 1. Sistema de Separación en tres Etapas 3. Clasificación

y Descripción de los Equipos de Separación 3.1 Clasificación

Por su forma los separadores se clasifican en: bviefrátsicicaole sy, hotrifzáosnictaolse:s ylo se sfpérimcoesr.o Ps ors elpa afruanc iógna se ny: líquido, y los segundos gas, petróleo y agua. Además, de acuerdo a la operación: en prueba y de producción. Entre los equipos utilizados con mayor frecuencia tenemos: separadores de agua libre, a baja temperatura, eliminadores y depuradores.

prueba. El separador de tres fases es de tipo se conocen como eliminadores de agua Water Knock-Out (FWKO). Separ líquida en petróleo y agua no emulsionada ad gaseosa, debido a que disponen d tiempo de residencia o retención. Es importante conocer la producci el separador de Co pozo. n este fin en utilizan dos sistemas: la medición por orificio, par la cantidad de gas, y el medidor de permite establecer el flujo líquido.A determinar el volumen de petróleo m una estación de producción se dispone del sistema LA 3.2 Descripción

Separación secundaria:Separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas que fluye por la parte superior del recipiente. Como la turbulencia del flujo es mínima, las gotas líquidas se separan por gravedad, para lo cual el equipo debe tener suficiente longitud. En algunos diseños la turbulencia se reduce con el uso de aspas alineadas que también sirven como superficies colectoras de líquido pE exqt ureañcacsió nd de e lníqieubidl ao: Sqeupea ran doe l sfelu joel idme ignasn laes ng oltas secciones primaria y secundaria utilizando el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga, con lo que se logra que las pequeñas gotas de líquido se colecten y se acumulen sobre una superficie, formando otras más grandes que precipitan a la sección de acumulación de líquido. Almacenamiento de líquido:Almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Debe tener la capacidad suficiente para manejar los baches de líquido que pueden ocurrir en una operación normal y la instrumentación requerida para controlar el nivel en el separador, compuesta por un indicador de nivel, un flotador y una válvula de descarga

4.1 Separación

por Gravedad

Si el flujo es vertical las partículas de se separan caen a contraflujo del gas de gravedad y se aceleran hasta que l se iguala con la gravitacional. Después, las partículas continúan velocidad constante, llamada ve asentamiento o dtdeirámientarlo, inqduiec a plar vae lu mtaá xdiem al íqueid doe bde t ecnier que se separen las partículas de este mayor.

Figura 6. Separación por Grave

4.2 Separación por Fuerza Centrífu La fuerza centrífuga inducida a las p líquido suspendidas en una corriente d ser varias veces mayor que la fuerza que actúa sobre las mismas. Este principio mecánico se emplea tant sección primaria de un separador como en a de extractores de niebla. Se recomi velocidad del fluido debe ser de tal m que la relación ρgV2 se mantenga en 900, velocidad del gas y menor a 45 ft/seg.

Figura 5. Secciones Básicas de un Separador

4.3 Separación por Choque Es el mecanismo más utilizado en la eliminación de las pequeñas partículas de líquido suspendidas en una corriente de gas, porque cuando chocan con obstrucciones quedan adheridas a las mismas.

L: Longitud del separador, ft. qsL : Capacidad de líquido del separador Ts, tr: Tiempo de retención, min. Capacidad de Gas

Donde: Af: Área del flujo a través del separad ft2. dP: Diámetro de una gota de líquido esférica, ft. ρg: Densidad del gas a Pf, Tf, lbm ρp: Densidad de las gotas de líquido, lbm/ ft3.

Figura 8. Separación por Choque 5. Criterios y Ecuaciones para Determinar

la Capacidad de un Separador

Los factores fundamentales para la determinación de la capacidad de un separador son: Diámetro y longitud. Diseño y arreglo de las partes internas.

Presión de operación del separador, p qsg: Capacidad de gas del separador a P ft3/día. Tf: Temperatura de operación separador (°R). µg: Viscosidad del gas, lbm/ft-seg. Zf: Factor de compresibilidad del gas adimensional. 5.1 Cálculo

de la Capacidad de Tra Separadores Verticales Capacidad de Líquido

Características físico-químicas del petróleo y del gas que se van a separar.

, BPD

Donde: Presión y temperatura de operación. Número de etapas de separación. Nivel de líquido en el separador.

βo: Factor volumétrico del petróleo a Pf y

adimensional. D: Diámetro interior del separador, pulg. h: Espesor, ft. qSL: Capacidad de líquido del separador Ts, tr: Tiempo de retención, min.

Tendencia del petróleo a formar espuma. Cantidad de material sólido arrastrado por los fluidos.

Capacidad de Gas

Condiciones del separador y de sus componentes.

5.1 Cálculo de la Capacidad de Tratamiento Separadores Horizontales

Donde: D: Diámetro interior del separador pu

6. Diseño General de Separadores Para el diseño se debe tener en cuenta la aplicación de la NORMA API SPECIFICATION 12J y se recomienda la siguiente metodología: Paso 1.- Obtención de la información de proceso (propiedades de los flujos) y de la función que van a realizar los separadores; para lo cual, se requieren los

Para iniciar el diseño se debe conoce de gas y de líquido que se separará en parámetros fundamentales como: la temperatura, con sus correspondientes durante el tiempo. Cada separador d las condiciones del uso que va a tener es preciso saber las características de lo se separaran en la unidad.

datos indicados en la tabla 1. Tabla 1. Información de Proceso

7. Principales Problemas Operati

7.1 Emulsiones

Paso 2.- Definición del tipo de separador y del servicio Paso 3.- Selección de los criterios de diseño para el servicio requerido, consideraciones adicionales y la configuración del separador. Paso 4.- Dimensionamiento del recipiente a través del cálculo de: Velocidad crítica del vapor. Área requerida para el flujo de vapor. Relación L/D. Volumen de retención de líquido en el recipiente. Para separación vapor-líquido se requieren niveles bajo-bajo, bajo, alto, alto-alto, del líquido. En separación vapor-líquido-líquido, incluir nivel bajo y nivel alto de interfase. Diseño y especificación de internos. Volumen del recipiente.

Es una mezcla de dos líquidos no m cual forma una fase dispersa inte dispersante externa. Los emulsificantes se forman princip las tensiones superficiales de los com por la presencia de agentes que promueven la las mismas. Además por la agitación el gas para dispersar un líquido en otr Emulsificantes naturales incluyen polv resinas, parafinas, asfaltenos, ácidos cualquier otra sustancia soluble en p insoluble en agua. Métodos para Romper Emulsiones.- E Tratamiento térmico (calor). Calentand entre 40ºC y 85°C, se logra d viscosidad de la mezcla.

Paso 5.- Definición y dimensionamiento de las boquillas de entrada y de salida.

Operaciones mecánicas centrifugación.

Paso 6.- Especificación de los internos faltantes del separador.

Tratamiento químico por inhibidore

de

fi

aditivos químicos o aumentar la longitud del separador.

7.3 Flujo de Avance Son líneas de fluido bifásico que muestran tendencia a un tipo de flujo inestable de oleaje. Su presencia requiere incluir placas rompe olas en el separador.

7.4 Materiales Pegajosos

Por su naturaleza crudos parafínicos pueden presentar problemas operativos, debido a que el material pegajoso se incrusta en los elementos internos 7.5 Ondulaciones

y Cambio de Nivel

Son producidos por la entrada imprevista de tapones de líquido dentro de separadores horizontales muy largos, para eliminarlos se colocan placas en sentido transversal al separador, conocidas como rompe-olas, que son de gran utilidad para control de nivel, evitando medidas erróneas producto del oleaje interno. 7.6 Impurezas

Cuando se manejan crudos y productos sucios, es recomendable tener tanto en los separadores un sistema interno de tuberías que permitan la inyección de agua, vapor o solventes para eliminar los sólidos que se depositan en el equipo durante su operación o para desalojar a los hidrocarburos antes de proceder a la apertura del recipiente. 8. Conclusiones Un separador horizontal trifásico es similar al bifásico, con la particularidad que la fase petróleo llega a una sección de acumulación, antes de descargarse del equipo. El nivel de la interfase gas-petróleo puede variar desde la mitad hasta los tres cuartos de la altura (diámetro) del separador, dependiendo de la relación gas-líquido que tenga el flujo de entrada, es decir, si existe más líquido que gas el nivel á l á lt

La eficiencia del separador está en los internos que influyen en el retención y en el mismo proceso tiempo del fluido en el equipo no g mejor separación. La aplicación de químico demulsifi el cabezal del pozo, disminuye la e aguapetróleo y produce mayor cantidad Ey lh gaacse odriifgícinila r aogmitpae uels pióronc. eEslo G dOe Rse tpiaer ser igual en la cabeza del pozo y en ya que es un parámetro del yacimien La presión de operación se controla flujo de gas que maneja el equipo; s más gas, la presión disminuirá, por hidrocarburos ligeros se escaparán gas. 9. Agradecimientos A todas las personas que de una u colaboraron en la realización de este manera especial al Ing. Kleber Mal valiosa ayuda durante el desarrollo del mism 10. Referencias [1] API SPECIFICATIONS, Specificat and Gas Separators, API SPECIFIC (SPEC 12J), Seventh Edition, Octo [2] CRAFT B.C., HOLDEN W.R. and GRAVES, Jr: Well Design Drilling and Produc Hall, Inc. Cap. 7 1962, pág.463. [3] HINCAPIE BENJAMIN, “Estudio y Separadores Horizontales y Vertic y Tres Fases” (Tesis, Facultad de I Ciencias de la Tierra, Escue Politécnica del Litoral, 1987). [4] MALAVÉ KLEBER, Apuntes de Facilidades de Superficie III, Escu Politécnica del Litoral, 2009. [5] MALAVÉ KLEBER, Curso Separadores, Petroecuador 2002, p...